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Energia e Reti Elettriche

Black start: perché una centrale spenta non riparte da sola

Perché una centrale elettrica spenta non riparte da sola: come dighe alpine, linee a 380 kV e Terna eseguono il black start dopo un blackout nazionale.

Sottostazione ad alta tensione a 380 kV di notte, collegata a una centrale idroelettrica alpina durante la manovra di black start

Dopo il blackout del 28 settembre 2003 servirono 18 ore e 12 minuti per rialimentare l'ultimo cliente italiano.

Una grande centrale termoelettrica o nucleare spenta non può rimettersi in moto da sola perché assorbe fino al 10% della propria potenza nominale per alimentare pompe di alimento caldaia, ventilatori d'aria comburente ed eccitazione del rotore prima ancora di generare un solo watt.[1] Quando il 28 settembre 2003 un guasto sulle linee svizzere ha lasciato l'Italia al buio, i dispacciatori hanno ricostruito il sistema dal basso attivando 24 unità idroelettriche e turbogas su 26 direttrici di riaccensione, impiegando 18 ore e 12 minuti per rialimentare l'ultimo cliente.[2][3] Il paradosso più critico del ripristino non è la scarsità di energia, ma l'eccesso di tensione che un elettrodotto a 380 kV scarico produce da solo per effetto capacitivo.[4]
Fabbisogno dei servizi
5%–10%
Quota della potenza di una centrale a vapore assorbita da pompe e ventilatori interni[1]
Ripristino blackout 2003
18 h 12 min
Tempo per rialimentare l'ultimo utente italiano dopo oltre 3.600 manovre a 380 kV[2]
Potenza reattiva a vuoto
60 MVAr
Carica capacitiva generata da 100 km di linea a 400 kV che innesca l'effetto Ferranti[4]

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Perché una centrale elettrica spenta non può accendersi da sola

Una centrale termoelettrica a vapore o a ciclo combinato ferma su una rete priva di tensione è paralizzata dal fabbisogno dei propri servizi ausiliari di centrale, che richiedono dall'esterno svariati megawatt per muovere pompe ad alta pressione, ventilatori di tiraggio forzato e sistemi di preparazione del combustibile.[1] Senza energia esterna i macchinari restano immobili. Uno studio tecnico sulle centrali a carbone condotto da Bhatt e Mandi nel 1999 ha misurato che questi apparati interni assorbono il 7% della potenza lorda nei gruppi da 500 MW e fino al 12% nelle unità più piccole da 30 MW a pieno carico.[5] Anche dimezzando o riducendo a un quarto il regime di un grande impianto, il solo spunto del 5% di ausiliari esige circa 18 MW di potenza elettrica, un carico che richiederebbe il collegamento simultaneo di oltre cento generatori diesel su rimorchio.[6]
Anche se una turbina riuscisse a girare per inerzia, dai morsetti non uscirebbe alcuna potenza senza una corrente continua esterna capace di magnetizzare il rotore.[7] A differenza di una dinamo a magneti permanenti, un grande alternatore sincrono usa pesanti avvolgimenti di rame rotorici: senza corrente di eccitazione le bobine ruotano nel vuoto magnetico senza indurre tensione nello statore.[7] Quando il sistema di eccitazione preleva energia direttamente dall'alta tensione tramite trasformatore e raddrizzatore, un crollo della rete esterna spegne il campo magnetico e fa scattare l'impianto, come avvenne il 28 settembre 2003 su 62 gruppi termoelettrici italiani per 10.924 MW complessivi.[8] Sulle macchine dotate di eccitatrice statica, ripartire su una sbarra morta richiede il cosiddetto field flashing, un'iniezione temporanea di corrente continua dalle batterie di stazione finché la tensione ai terminali non si auto-sostiene.[9]
Per evitare di dover riavviare un impianto ormai freddo, le centrali tentano nei primi istanti del collasso il rifiuto di carico (house-load operation), staccandosi dalla rete per alimentare soltanto i propri macchinari interni.[10] È un equilibrio affine a quello che governa i compensatori sincroni nella rete elettrica, ma difficilissimo da tenere quando la pressione del vapore oscilla violentemente. Durante la separazione dalla rete europea nel 2003, ben 31 unità termoelettriche italiane avviarono la sequenza di isolamento sui servizi ausiliari, ma soltanto 8 riuscirono a restare in marcia.[10]

Come le dighe idroelettriche avviano i corridoi di emergenza

L'innesco di una rete spenta parte quasi sempre dalle centrali idroelettriche a bacino o a pompaggio, perché l'acqua accumulata in quota conserva energia potenziale pronta all'uso senza bisogno di caldaie in pressione.[11] Basta aprire una valvola per gravità. Per mettere in rotazione una turbina Pelton o Francis è sufficiente azionare le paratoie e i distributori idraulici sfruttando accumulatori oleodinamici in pressione e pacchi batterie in corrente continua, per poi eccitare le bobine del rotore e immettere in linea centinaia di megawatt in pochi minuti.[11] Negli Stati Uniti, secondo un'analisi dell'Oak Ridge National Laboratory del 2019, l'idroelettrico fornisce circa il 40% delle risorse di black start pur rappresentando appena il 10% della potenza installata totale.[12]

40%

Quota delle risorse di black start statunitensi garantita dalle centrali idroelettriche secondo l'Oak Ridge National Laboratory (2019), a fronte di appena il 10% della capacità di generazione nazionale.[12]
Il principio meccanico è opposto ma complementare al trascinamento del freno motore a consumo zero: qui è la spinta gravitazionale della colonna d'acqua a trascinare il rotore da fermo fino alla velocità di sincronismo. Nel piano attivato in Italia il 28 settembre 2003, la ricostruzione si è appoggiata su 24 unità idroelettriche e turbogas con capacità di ripartenza autonoma distribuite lungo 26 direttrici di riaccensione, di cui 13 al Nord, 9 al Centro-Sud e 4 in Sicilia.[3]
Affidarsi all'acqua nasconde però un vincolo legato all'orario del guasto. Quando l'Italia si separò dalla rete continentale alle 03:25 del mattino per il corto circuito verso gli alberi delle linee svizzere a 380 kV del Lucomagno e del San Bernardino, finendo al buio dopo 2 minuti e 30 secondi sotto i 47,5 Hz, gli impianti di pompaggio stavano assorbendo 3.487 MW per riempire i bacini superiori.[13][14] Poiché il blackout interruppe il ciclo notturno prima che gli invasi di monte fossero pieni, nella terza fase della riaccensione diverse centrali iniziarono a soffrire la scarsità di acqua accumulata, rallentando la ripresa del carico pomeridiano.[14]

L'effetto Ferranti e l'energizzazione delle dorsali a 380 kV

Una volta avviato l'alternatore idroelettrico in fondo a una valle alpina, i dispacciatori devono mettere in tensione centinaia di chilometri di linee a 380 kV completamente scariche per raggiungere la prima centrale termoelettrica di pianura.[4][15] Qui la fisica dei cavi gioca contro gli operatori. In assenza di carico un elettrodotto ad altissima tensione si comporta come un gigantesco condensatore distribuito tra i conduttori di fase e il terreno: un tronco aereo da 400 kV a 50 Hz lungo 100 chilometri, con una capacità di circa 12 nanofarad per chilometro, riversa nella rete circa 60 MVAr di potenza reattiva capacitiva non appena viene messo sotto tensione a vuoto.[4]
Questa iniezione reattiva innesca l'effetto Ferranti, osservato per la prima volta nel 1887 da Sebastian Ziani de Ferranti sui cavi londinesi a 10.000 volt: quando l'estremità finale di una linea lunga oltre 200 chilometri è aperta o priva di carico, la tensione in arrivo sale ben oltre quella impressa in partenza, crescendo in proporzione al quadrato della lunghezza e della frequenza.[16] Se non viene compensata con reattori induttivi di derivazione (shunt reactors) o facendo lavorare i generatori idroelettrici in regime di forte sottoeccitazione per assorbire i megavoltampere reattivi in eccesso, la sovratensione fa scattare i relè di protezione.[4][15] È una sfida di controllo dei transitori che guida tutte le analisi sui sistemi energetici ad alta tensione.
Durante la seconda fase del ripristino italiano del 2003, proprio l'effetto Ferranti bloccò l'avanzata verso sud lungo la costa orientale: dopo aver rimesso in tensione quattro sottostazioni e le sbarre di una grande centrale termica in Emilia, gli operatori non poterono energizzare la dorsale adriatica a 380 kV perché la rete sottostante ancora scarica avrebbe indotto sovratensioni inaccettabili.[15] Anche nel nodo di Roma, alle 09:28, un primo gruppo idroelettrico di black start andò incontro a instabilità di tensione. Dovette subentrare da est un generatore più robusto da 310 MVA per domare la direttrice a 380 kV.[15]

Cold load pickup e sincronizzazione delle isole elettriche

Man mano che le centrali termoelettriche ricevono tensione sui propri servizi ausiliari e tornano a immettere megawatt, la rete nazionale si trova divisa in tante isole elettriche autonome, ciascuna tenuta in equilibrio da un gruppo guida che regola la frequenza in modalità isocrona.[2][17] Riconnettere i quartieri rimasti al buio per ore espone però queste isole fragili alla ripresa del carico a freddo (cold load pickup): quando torna la corrente, tutti i carichi termostatici come frigoriferi, scaldabagni, pompe di calore e climatizzatori partono contemporaneamente avendo perso la normale alternanza statistica dei cicli di accensione, sommandosi alle correnti di spunto dei motori a induzione.[17] L'impatto sulla rete è brutale. Un rapporto dell'IEEE Power System Relaying Committee ha documentato picchi di corrente alla rialimentazione pari a 6,7 volte il valore pre-blackout, con sovraccarichi che durano decine di minuti e impongono di rialimentare le cabine a piccoli blocchi successivi.[17]

L'onda d'urto del cold load pickup

Rialimentare un'intera città in un solo colpo dopo ore di buio fa scattare per sovracorrente l'isola elettrica appena ricreata: con tutti i compressori dei frigoriferi e i motori industriali che partono insieme, la corrente assorbita tocca fino a 6,7 volte il livello normale pre-guasto per decine di minuti.[17]
Ancora più delicata è la cucitura tra due isole vive tramite la chiusura degli interruttori a 380 kV. Prima di unire due porzioni di rete che ruotano in modo indipendente, il sincronoscopio e i relè di synchro-check devono verificare tre parametri istantanei agli estremi dell'interruttore aperto:[18]
  • Differenza dell'angolo di fase: gli standard costruttivi IEEE C50.12 e C50.13 impongono per i generatori una finestra massima di ±10 gradi elettrici per evitare coppie meccaniche distruttive sugli alberi.[18]
  • Scarto del modulo di tensione: la differenza tra le due sbarre deve restare confinata entro la fascia da 0 a +5% del valore nominale.[18]
  • Scorrimento di frequenza (slip): le due isole devono battere quasi allo stesso ritmo, con uno scarto contenuto entro ±0,067 Hz prima del comando di chiusura.[18]
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Nel pomeriggio del 28 settembre 2003, la complessità di questa manovra emerse al confine tra Lazio e Campania, quando il primo tentativo di chiudere il parallelo a 380 kV tra le sottostazioni di Valmontone e Presenzano fallì per l'eccessiva apertura dell'angolo di fase tra le due reti.[18] Per completare la sequenza nazionale (che riportò il 50% del carico dopo 6 ore e mezza, il 70% dopo 10 ore e il 99% dopo 15 ore) i centri di controllo eseguirono oltre 3.600 manovre su 245 sottostazioni e 112 sbarre a 380 kV.[2][19]

Come Terna testa oggi il piano di riaccensione e la sfida degli inverter

Dopo la lezione del 2003, l'Unione Europea ha codificato le procedure di emergenza nel Regolamento (UE) 2017/2196 (Network Code on Emergency and Restoration), che distingue tra la rialimentazione top-down assistita dai gestori esteri attraverso gli interconnettori di frontiera e la riaccensione bottom-up affidata alle sole centrali nazionali.[20] In Italia queste regole convergono nell'Allegato A.10 del Codice di Rete di Terna, aggiornato e presidiato dalle delibere ARERA 546/2019/R/eel, 324/2020/R/eel e 369/2024/E/eel, che impone agli impianti inseriti nelle direttrici di riaccensione la funzione di black start, l'installazione dell'Integratore Locale di Frequenza (ILF) e sistemi di alimentazione di riserva capaci di sostenere sale controllo e telecomunicazioni per almeno 24 ore a rete spenta.[21]
Per evitare che i piani restino sulla carta, la normativa europea obbliga a testare ogni unità di black start almeno ogni tre anni e a eseguire simulazioni informatiche dell'intero piano di ripristino ogni cinque anni.[20] Queste verifiche includono prove reali sul campo. In Alto Adige, ad esempio, Terna ed Edyna scollegano temporaneamente dalla rete nazionale l'area di Merano e 14 comuni della provincia di Bolzano, alimentandoli in isola autonoma dalla centrale idroelettrica Alperia di Naturno prima di risincronizzarli alla dorsale nazionale.[22]
Strategia o tecnologiaSorgente di riferimentoRequisiti e limiti operativi
Rialimentazione top-downReti TSO estere via interconnettoriDipende dalla disponibilità delle linee di confine[20]
Riaccensione bottom-up idro/turbogasUnità nazionali con black start e ILFAutonomia ausiliari e TLC per 24 ore, test ogni 3 anni[20][21]
Inverter rinnovabili grid-followingCircuito PLL agganciato alla reteIncapaci di partire su sbarra morta senza tensione esterna[23]
Batterie BESS con inverter grid-formingOscillatore interno di tensione e frequenzaCreano la forma d'onda da zero su rete disalimentata[23]
La transizione energetica sta però cambiando gli attori di queste manovre. Gli inverter tradizionali di parchi fotovoltaici ed eolici (grid-following) non possono avviare una sbarra morta perché il loro circuito Phase-Locked Loop (PLL) ha bisogno di un'onda sinusoidale già presente a cui agganciarsi.[23] Per sostituire i gruppi termoelettrici dismessi, i gestori stanno introducendo batterie su scala di rete accoppiate a inverter grid-forming, capaci di generare da zero un riferimento autonomo di tensione e frequenza proprio come un alternatore idroelettrico.[23]

Domande frequenti

Come funziona il black start della rete elettrica dopo un blackout nazionale?
Quando un collasso spegne l'intero sistema nazionale e taglia gli interconnettori con l'estero, il gestore di trasmissione avvia una ricostruzione bottom-up partendo da centrali idroelettriche o turbogas dotate di batterie e generatori diesel autonomi. Queste unità mettono in tensione corridoi dedicati a 380 kV (le direttrici di riaccensione) per fornire i megawatt necessari ai servizi ausiliari delle grandi centrali termoelettriche, rialimentando gradualmente i carichi in isole separate che vengono infine sincronizzate tra loro.

Perché una centrale termoelettrica o nucleare non può ripartire da sola al buio?
Un impianto a vapore o a ciclo combinato assorbe tra il 5% e il 10% della propria potenza nominale (spesso decine di megawatt) per azionare pompe di alimento caldaia ad alta pressione, ventilatori di aria comburente e sistemi di lubrificazione; il rotore dell'alternatore usa elettromagneti in rame che richiedono una corrente continua di eccitazione: senza alimentazione esterna o un sistema di field flashing a batterie, far ruotare la turbina non genera alcuna tensione.

Quanto tempo ha richiesto il black start dopo il blackout italiano del 28 settembre 2003?
Dopo il distacco dalle linee svizzere e il crollo della frequenza a 47,5 Hz alle 03:27 del mattino, la rimessa in tensione della rete di trasmissione principale (245 sottostazioni e 112 sbarre a 380 kV) ha richiesto 13 ore e 30 minuti e oltre 3.600 manovre. Il 50% del carico nazionale è tornato attivo dopo 6 ore e 30 minuti, il 99% dopo 15 ore, mentre l'ultimo cliente in Sicilia è stato rialimentato dopo 18 ore e 12 minuti.

Che cos'è l'effetto Ferranti durante la riaccensione delle linee a 380 kV?
Quando un lungo elettrodotto ad altissima tensione (oltre 200 km a 380–400 kV) viene energizzato a vuoto durante le prime fasi del black start, la capacità elettrica tra i conduttori e la terra genera circa 60 MVAr di potenza reattiva ogni 100 km. Questa corrente capacitiva provoca un innalzamento pericoloso della tensione all'estremità finale della linea, che gli operatori devono compensare inserendo reattori induttivi o facendo lavorare gli alternatori idroelettrici in sottoeccitazione.

Perché i pannelli solari e le pale eoliche tradizionali non possono riaccendere la rete?
La maggior parte degli impianti fotovoltaici ed eolici utilizza inverter di tipo grid-following, il cui circuito interno Phase-Locked Loop (PLL) deve leggere un'onda di tensione già presente sulla rete per sincronizzarsi e immettere corrente. Su una rete completamente spenta il PLL non trova alcun riferimento; solo i nuovi inverter grid-forming abbinati a sistemi di accumulo a batteria (BESS) possono creare da zero la forma d'onda a 50 Hz.

Quali obblighi impone l'Allegato A.10 del Codice di Rete di Terna alle centrali di riaccensione?
In attuazione del Regolamento UE 2017/2196, l'Allegato A.10 di Terna obbliga gli impianti inseriti nei nuclei di ripartenza a mantenere tre presidi: la funzione di avvio autonomo (black start) verificata con prove reali almeno ogni 3 anni, l'Integratore Locale di Frequenza (ILF) per stabilizzare l'isola elettrica e sistemi di alimentazione di riserva in grado di garantire sale controllo e telecomunicazioni per almeno 24 ore consecutive.

Fonti

23 riferimenti Mostra
  1. Wikipedia — Black start (Station service power) (si apre in una nuova scheda)

    «Generating plants using steam turbines require station service power of up to 10% of their capacity for boiler feedwater pumps, boiler forced-draft combustion air blowers, and for fuel preparation.»

  2. UCTE / ENTSO-E — Final Report of the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy (Grid restoration metrics) (si apre in una nuova scheda)

    «Relevant transmission grid size 245 substations 112 busbar systems at 380 kV Time to reenergise the relevant transmission grid 13 hrs. 30 min. Switching actions in the transmission grid More than 3 600 Events recorded More than 80 000 Estimated energy not supplied 177 GWh Last customer supplied after 18 hrs. 12 min.»

  3. UCTE / ENTSO-E — Final Report on the 28 September 2003 Blackout in Italy (Black-start units) (si apre in una nuova scheda)

    «The restoration paths are initialised by 24 hydro or gas turbine units with black-start capability.»

  4. Impedyme — Black Start Engineering Resource (Line charging reactive power) (si apre in una nuova scheda)

    «Take a 400 kV, 50 Hz overhead line, 100 km long, with an assumed positive-sequence capacitance of about 12 nanofarads per kilometre. Its charging reactive power works out to roughly 60 MVAr.»

  5. Impedyme — Black Start (Bhatt and Mandi 1999 auxiliary power study) (si apre in una nuova scheda)

    «A peer-reviewed study of Indian coal-fired stations (Bhatt and Mandi, 1999, “Performance enhancement in coal-fired thermal power plants. Part III: auxiliary power”) reports that auxiliary power accounts for 7% of gross generated power for 500 MW units and 12% for 30 MW units at full plant load.»

  6. Practical Engineering — What is a Black Start of the Power Grid (18 MW startup power) (si apre in una nuova scheda)

    «Five percent of the nearest plant to my house, even at a quarter of its nameplate capacity, is 18 megawatts. That’s more than 100 of these.»

  7. Practical Engineering — What is a Black Start of the Power Grid (Excitation) (si apre in una nuova scheda)

    «If there’s no excitation current, there’s no magnetic field, which means there’s no power. We’re just spinning two inert coils of wire right next to each other.»

  8. UCTE / ENTSO-E — Final Report on the 28 September 2003 Blackout in Italy (Excitation system tripping) (si apre in una nuova scheda)

    «In many generators, the excitation winding is supplied by the HV, via a step-down transformer and a rectifier (“excitation system”). For the excitation system to work effectively, the supply (grid) voltage needs to remain within a certain range. As a result of the grid fault, local voltage fluctuations rose, causing the tripping of excitation systems.»

  9. Impedyme — Black Start (Static exciter and field flashing) (si apre in una nuova scheda)

    «A static exciter rectifies power taken from the generator terminals or the station bus. On a dead machine there is no terminal voltage to rectify, so it needs an external or stored source to begin. Field flashing solves this: the station battery briefly drives DC into the field until terminal voltage builds enough for the exciter to sustain itself.»

  10. UCTE / ENTSO-E — Final Report on the 28 September 2003 Blackout in Italy (House-load operation) (si apre in una nuova scheda)

    «31 thermal units initiated the sequence for switching on their “house-load”. Only eight of them successfully completed the sequence and remained in isolated operation on house-load.»

  11. Wikipedia — Black start (Hydroelectric station startup) (si apre in una nuova scheda)

    «A hydroelectric station needs very little initial power for starting purposes (just enough to open the intake gates and provide excitation current to the generator field coils) and can put a large block of power on line very quickly to allow start-up of fossil fuel or nuclear stations.»

  12. Impedyme — Black Start (2019 Oak Ridge National Laboratory hydropower report) (si apre in una nuova scheda)

    «A 2019 Oak Ridge National Laboratory report found that hydropower provides about 40% of U.S. black start resources despite representing only about 10% of capacity.»

  13. UCTE — Interim Report of the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy (si apre in una nuova scheda)

    «Despite additional load shedding, the frequency continued to decrease and the system collapsed 2 minutes and 30 seconds after the separation of the country, when the frequency reached the threshold of 47.5 Hz.»

  14. UCTE / ENTSO-E — Final Report on the 28 September 2003 Blackout in Italy (Pumped-storage basins) (si apre in una nuova scheda)

    «additionally, as the accident happened before the pumping plants had completed the filling of their upstream basins, in stage 3 of restoration, scarcity of the energy availability of such plants also started to rise.»

  15. UCTE / ENTSO-E — Final Report on the 28 September 2003 Blackout in Italy (Adriatic backbone overvoltage) (si apre in una nuova scheda)

    «From north–east, other 4 substations and the busses of another large thermal plant in Emilia region were re-energised, but the presence of a weak link with the rest of the northern network and the status of the underlying grid prevented the Adriatic backbone from being energised, which would have induced excessive voltages»

  16. Wikipedia — Ferranti effect (si apre in una nuova scheda)

    «In electrical engineering, the Ferranti effect is the increase in voltage occurring at the receiving end of a very long (> 200 km) AC electric power transmission line, relative to the voltage at the sending end, when the load is very small, or no load is connected.»

  17. Impedyme — Black Start (IEEE PSRC cold load pickup) (si apre in una nuova scheda)

    «An IEEE Power System Relaying Committee report documents a cold-load event in which restored current reached 6.7 times the pre-outage current. Peer-reviewed studies describe elevated demand persisting for minutes to tens of minutes until diversity returns.»

  18. Impedyme — Black Start (IEEE C50.12 and C50.13 synchronization limits) (si apre in una nuova scheda)

    «For synchronizing generators, IEEE C50.12 and C50.13 give the machine design limits as a phase angle within ±10 degrees, voltage within 0 to +5 percent, and slip within ±0.067 Hz.»

  19. UCTE / ENTSO-E — Final Report on the 28 September 2003 Blackout in Italy (Load restoration timeline) (si apre in una nuova scheda)

    «after 6 hrs. 30 min load [MW] re-supplied 50 % after 10 hrs. load [MW]re-supplied 70 % after 15 hrs. load [MW] re-supplied 99 % Last customer supplied after 18 hrs. 12 min»

  20. EUR-Lex — Regolamento (UE) 2017/2196 (Codice di rete su emergenza e ripristino) (si apre in una nuova scheda)

    «Il prestatore di servizi di ripristino operante in qualità di gruppo di generazione che fornisce servizi di black start esegue una prova della capacità di black start almeno ogni tre anni, seguendo il metodo di cui all'articolo 45, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2016/631.»

  21. ARERA — Delibera 369/2024/E/eel (Requisiti Allegato A.10 Codice di Rete Terna) (si apre in una nuova scheda)

    «più nel dettaglio , la nuova versione dell’Allegato A.10 con i relativi volumi operativi ha modificato e integrat o i requisiti tecnici delle centrali chiamate a svolgere la messa in tensione delle direttrici di riaccensione e successivamente la rialimentazione dei carichi iniziali , prevedendo : - l’installazione dell’integratore locale di frequenza (ILF); - la funzione di ripartenza autonoma (c.d. black start ); - la disponibilità di sistemi di alimentazione di riserva al fine di garantire la conduzione degli impianti e le comunicazioni durante le fasi di ripristino del 3 sistema elettrico per almeno 24 ore (di seguito: sistemi di alimentazione di riserva a 24 ore );»

  22. Edyna — Prova di riaccensione della fornitura elettrica in Alto Adige con Terna e Alperia (si apre in una nuova scheda)

    «Durante l’esercitazione si procederà a scollegare parte dell’Alto Adige dalla rete di trasmissione elettrica nazionale. Il secondo step prevede di servire localmente i comuni interessati con l’energia proveniente dalla centrale idroelettrica Alperia di Naturno tramite la rete Edyna, affiliata Alperia, per poi ricollegarli alla rete di trasmissione nazionale di Terna.»

  23. Impedyme — Black Start (Grid-following vs grid-forming inverters) (si apre in una nuova scheda)

    «A grid-following inverter cannot start on a dead bus for a concrete reason: its PLL has no voltage to lock to.»